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IMPLSPAPIE ENERGY SHARING IMPULSPAPIER ENERGY SHARING Berlin, 06.03.2020 Für das Bündnis Bürgerenergie e. V. Autoren F. Huneke, S. Nitzsche

Impulspapier Energy Sharing - buendnis-buergerenergie.de€¦ · Energy Sharing vergleichsweise einfach in die heutige energiewirtschaftliche Regulatorik der Bundesrepublik eingebettet

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IMPLSPAPIE ENERGY SHARING

IMPULSPAPIER ENERGY SHARING

Berlin, 06.03.2020

Für das Bündnis Bürgerenergie e. V.

Autoren F. Huneke, S. Nitzsche

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Impulspapier Energy Sharing ii

VORWORT DES AUFTRAGGEBERS BÜNDNIS BÜRGERENERGIE E. V.

Erneuerbaren Strom selbst zu produzieren und untereinander zu tauschen ermöglicht Bürgerin-

nen und Bürgern echte Teilhabe an der Energiewende. Diese Möglichkeit fordert die EU-Kom-

mission in ihrer Vision für die europäischen Energiemärkte: In der Energieunion sollen Bürgerin-

nen und Bürger im Mittelpunkt stehen, Verantwortung für die Energiewende übernehmen, neue

Technologien zur Senkung ihrer Energiekosten nutzen und aktiv am Markt teilnehmen. Im Clean

Energy Package, insbesondere in der Erneuerbare-Energien- sowie die Elektrizitätsbinnenmarkt-

Richtlinie, hat die Europäische Union daraufhin 2019 die konkreten Rechte, mit denen die Bür-

gerinnen und Bürger diese Stellung einnehmen sollen, definiert. Das Bündnis Bürgerenergie –

als Vordenker der dezentralen Energiewende in Bürgerhand – sieht in dem Paket eine große

Chance, in Deutschland eine Bürgerenergiewende 2.0 einzuläuten. Nun liegt es an der Bundes-

regierung, die definierten Rechte bis Mitte 2021 in nationales Recht umzusetzen. Denn die

deutsche Gesetzgebung hinkt der europäischen meilenweit hinterher.

In Deutschland müssen heute de facto alle Erzeugerinnen und Erzeuger Erneuerbarer Energien

ihren Strom direkt oder mittelbar auf der zentralen Strombörse verkaufen – andernfalls verwir-

ken sie ihr Recht auf eine Einspeisevergütung bzw. Marktprämie. Alleine Eigenversorgung, bei

der Erzeuger und Verbraucher dieselbe Person sein müssen, sowie der bislang kaum ange-

wandte Mieterstrom bieten jeweils ohne Nutzung des öffentlichen Netzes Anreize, den erzeug-

ten Strom auch vor Ort zu verbrauchen. Dies limitiert enorm die Möglichkeiten, regional erzeug-

ten Strom auch regional zu nutzen. Als Bündnis Bürgerenergie sagen wir schon lange: Es

braucht endlich einen Anreiz für Erzeuger-Verbraucher-Gemeinschaften, den gemeinsam er-

zeugten Strom unter Inanspruchnahme des öffentlichen Netzes gemeinsam zu nutzen. Einfacher

ausgedrückt: Es braucht das Recht auf Energy Sharing.

Das vorliegende Impulspapier von Energy Brainpool zeigt eine Möglichkeit auf, wie das Konzept

Energy Sharing vergleichsweise einfach in die heutige energiewirtschaftliche Regulatorik der

Bundesrepublik eingebettet werden kann. Dabei verfolgt das Papier zwei Ziele. Erstens, Anreize

für Erzeuger-Verbraucher-Gemeinschaften zu setzen, möglichst viel des gemeinsam erzeugten

Stroms auch regional zu nutzen und so die Netze zu entlasten. Zweitens zeigt das Papier einen

Weg auf, die dringend benötigte Beschleunigung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien zu er-

reichen. Denn Energy Sharing ermöglicht die Erschließung von Dachflächen, die beispielsweise

aufgrund der Limitierungen von Eigenversorgung oder Mieterstrom bislang nicht genutzt wur-

den. Darüber hinaus ermöglicht Energy Sharing die Identifikation der Bürgerinnen und Bürger

mit ihrer Stromversorgung und kann so eine ganz neue Dynamik für die Energiewende auslösen.

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Impulspapier Energy Sharing iii

Angesichts der offensichtlichen Vorteile ist es höchste Zeit, dass die Bundesregierung sich der

Umsetzung des Clean Energy Packages und insbesondere des Energy Sharings in nationales

Recht annimmt und der Energiewende neuen Schwung verleiht. Dass die Bürgerinnen und Bür-

ger gewillt sind, die ihnen gegebenen Rechte umfänglich zu nutzen, hat der Gründungsboom an

Energiegenossenschaften bis 2012 gezeigt. Er hielt solange an, bis Bürokratie und Ausschrei-

bungen ihnen das Leben unnötig schwer gemacht haben. Nutzen wir jetzt die Chance auf eine

Bürgerenergiewende 2.0!

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Impulspapier Energy Sharing 1

INHALTSVERZEICHNIS

Vorwort des Auftraggebers Bündnis Bürgerenergie e. V. ............................................................................. ii

I. Gründe für Energy Sharing.......................................................................................................................... 2

II. Was ist Energy Sharing? .............................................................................................................................. 3

Exkurs: Rechtlicher Rahmen für Renewable Energy Communities ...................................................... 4

Energy Sharing als Angebot zur Stromversorgung .................................................................................... 5

III. Konzeptvorschlag Energy Sharing ........................................................................................................... 7

Impulse für einen Ausgestaltungsvorschlag ................................................................................................ 8

Regionalität ...................................................................................................................................................... 10

Bilanzierung ..................................................................................................................................................... 10

Ermittlung des REC-Lastgangs ................................................................................................................... 12

Entgelte, Umlagen und Steuern für den REC-Stromverbrauch ....................................................... 12

Bewirtschaftung und Management Von Energy Sharing ................................................................... 15

Exkurs: Praxisbeispiel – Energiegenossenschaft stellt auf Energy Sharing um ............................ 16

Anforderungen an Energy Sharing durch den Gestaltungsvorschlag ................................................ 17

Erfüllung der EE-RL ....................................................................................................................................... 17

Definition von Schwellenwerten ............................................................................................................... 17

Anmeldung der REC und Ihrer Stromerzeugung beim Netzbetreiber ........................................... 18

Umgang mit EEG-Anlagen im Besitz der REC ....................................................................................... 18

IV. Hürden und Handlungsempfehlungen für Energy Sharing ............................................................ 19

1. Regulatorische Hürden und Handlungsempfehlungen ................................................................. 19

2. Technische Hürden und Potenziale ..................................................................................................... 20

3. Finanzielle Hürden und Handlungsempfehlungen ......................................................................... 20

4. Weitere Herausforderungen ................................................................................................................... 21

V. Zusammenfassung ....................................................................................................................................... 22

VI. Summary ......................................................................................................................................................... 24

VII. Quellensammlung ....................................................................................................................................... 25

Kurzportrait Energy Brainpool ............................................................................................................................. 27

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Impulspapier Energy Sharing 2

I. GRÜNDE FÜR ENERGY SHARING

Strom aus erneuerbaren Energien (EE) wird häufig dezentral produziert und fast immer über ei-

nen zentralen Strommarkt vermarktet. Dezentral erzeugten Strom auch dezentral zu verbrau-

chen, ist bislang energiewirtschaftlich nahezu unmöglich. Einzig natürliche oder juristische Per-

sonen, die Stromerzeugungsanlagen selbst betreiben, können den erzeugten Strom unter be-

stimmten Bedingungen selbst dezentral verbrauchen. Zudem gibt es sogenannten Mieterstrom,

der momentan jedoch noch ein Nischendasein fristet. Eine gemeinsame Nutzung und Optimie-

rung der regionalen, erneuerbaren und nachfragegerechten Stromerzeugung wird nirgends an-

gereizt. Dabei kann sie für den Prozess der Energiewende Antworten finden auf die aktuellen

Herausforderungen:

Ein glaubwürdiges Modell des dezentralen, erneuerbaren Stromverbrauchs fördert die

Akzeptanz der Anrainer. Ein preiswerter Strombezug aus regionalen Stromerzeugungs-

anlagen ist ein glaubwürdiger und positiv konnotierter Vorteil für Anrainer. Eine echte

Teilhabe im Sinne einer Grünstromlieferung aus einer konkreten Anlage in der Nähe

führt zu einer stärkeren Identifikation als ein reiner Geldfluss an Bürger, der nichts mit

der Stromlieferung zu tun hat. Ferner beschäftigen sich die Anrainer mit dem Thema

„Energie und Energiewende“ und verändern daraufhin ihr eigenes persönliches energeti-

sches Verhalten.1

Gemeinschaftlich optimierte Stromerzeugung bedeutet auch, dass weitere und zum Teil

regional optimierte Standorte, größere/günstigere Anlagen und mehr EE-Anlagen und

Speicher installiert werden können als bei einer Beschränkung auf Eigenversorgung,

Mieterstrom oder andere Formen der direkten Förderung. Eine Kostenreduktion bei der

Förderung erneuerbarer Energien ist durch die Behebung der derzeitigen regulativ indu-

zierten Ineffizienz bei der Anlagenauslegung möglich. Soziale Ungleichgewichte durch

die Verteilung von Kapital können bei einer gemeinsamen Nutzung von erneuerbarem

Strom abgebaut werden.

Passt sich die dezentrale Stromnachfrage an die dezentrale Erzeugung von EE-Strom an,

so entlastet das das Stromnetz und ermöglicht eine kostengünstigere Energiewende.

Dieser Anreiz kann gerade bei der Integration der Ladeinfrastruktur für E-PKWs den not-

wendigen Netzausbaubedarf verringern.

Alle EU-Bürger haben das Recht auf Energy Sharing, denn in der Erneuerbare-Energien-

Richtlinie (EE-RL) in Art. 22 Nr. 2 b) steht: „Member States shall ensure that renewable

1 So heißt es in der Präambel der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (70): „Dass sich Bürgerinnen und Bürger vor Ort und lokale Behör-

den im Rahmen von Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften an Projekten im Bereich erneuerbare Energie beteiligen, hat einen erheb-

lichen Mehrwert gebracht…“ und „…Mit Maßnahmen, die es Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften ermöglichen, zu gleichen Bedin-

gungen mit anderen Produzenten zu konkurrieren, wird auch bezweckt, dass sich Bürgerinnen und Bürger vor Ort vermehrt an Pro-

jekten im Bereich erneuerbare Energie beteiligen und somit erneuerbare Energie zunehmend akzeptiert wird.“

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Impulspapier Energy Sharing 3

energy communities are entitled to share within the renewable energy community, re-

newable energy that is produced by the production units owned by that renewable en-

ergy community, […]“.

Energy Sharing eignet sich, um EEG-Altanlagen, die keine EEG-Vergütung mehr bekom-

men, den Weiterbetrieb zu ermöglichen oder Neuanlagen anzureizen, die nicht auf eine

EEG-Förderung angewiesen sind.

Ziel des Impulspapiers ist es, einen konkreten Gestaltungsvorschlag aufzuzeigen, der Energy

Sharing und Renewable-Energy Communities (RECs) so in die deutsche Energiewirtschaft ein-

bindet, dass obige Vorteile auch zum Tragen kommen.

II. WAS IST ENERGY SHARING?

Die Definition für Energy Sharing ergibt sich hieraus: Renewable Energy Communities (RECs) ha-

ben das Recht erneuerbare Energie, die durch ihre eigenen Anlagen produziert wurde, innerhalb

ihrer Gemeinschaft gemeinsam zu nutzen.

Wenn in diesem Impulspapier die Begriffe Energy Sharing oder Renewable Energy Communities

(REC) genannt werden, dann ist es ein Bezug auf den Art. 22 der EE-RL. Der Begriff Energy Sharing

wird im englischsprachigen Originaltext der EE-Richtlinie in Art. 22 Nr. 2 b) verwendet. Wörtlich

steht dort: „Member states shall ensure that renewable energy communities are entitled to share

within the renewable energy community, renewable energy that is produced by the production units

owned by that renewable energy community, […]“. In der deutschen Übersetzung der Richtlinie wird

„to share renewable energy“ mit „erneuerbare Energie gemeinsam nutzen“ übersetzt und RECs

sind Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften2.

Der Artikel 22 der EE-RL legt grundlegend dar, welche Rechte und Pflichten eine REC hat und

welche Umsetzungspflichten für alle EU-Mitgliedsstaaten daraus abzuleiten sind. Ein zentrales

Recht einer REC ist es, ihre gemeinschaftlich erzeugte EE gemeinsam zu nutzen. Gemeinschaften,

die in Deutschland bereits heute gemeinschaftlich EE produzieren, sind Bürgerenergiegesell-

schaften, die EE-Produktionsgemeinschaften darstellen und nach dem EEG eine Erleichterung bei

den Ausschreibungsverfahren der Windenergieanlagen an Land genießt. Das EEG-Mieterstrom-

modell bietet auf der Nachfrageseite die Möglichkeit einer bestimmten Form der Nutzung de-

zentraler erneuerbarer Energie. Pflicht der Deutschen Bundesregierung ist es, die regulatorischen

und rechtlichen Hürden zu senken, sodass nicht nur die gemeinschaftliche Stromerzeugung, son-

dern auch deren gemeinschaftliche Nutzung möglich wird.

2 Die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EU) 2019/943 nimmt in Artikel 16 ebenso Bezug auf Energy Sharing, worauf im Weiteren

nicht eingegangen wird.

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Impulspapier Energy Sharing 4

EXKURS: RECHTLICHER RAHMEN FÜR RENEWABLE ENERGY COMMUNITIES

Die EE-RL definiert Anforderungen an eine REC, die in der deutschen Energiewirtschaft so noch

nicht existiert3 und somit eine neue Akteursform bedeutet:

Jede REC muss eine Rechtsform haben: also zum Beispiel eine Genossenschaft, ein Verein,

eine GbR oder eine GmbH. Viele der durch die EE-RL bestimmten Anforderungen an eine REC

sind gleichzeitig festgelegte Handlungsgrundsätze insbesondere von (Bürgerenergie-)Genos-

senschaften und auch von Sozialunternehmen.

Möchte eine REC den Strom einer EE-Anlage gemeinsam nutzen, so muss sie selbst Eigentü-

mer und Betreiber der EE-Anlage sein. Das heißt zum Beispiel, falls eine Person ihre Solaran-

lage in eine Gemeinschaft einbringen möchte, muss diese (rechtlich) in den Besitz der Ge-

meinschaft übertragen werden.

Gemeinsam sind die Anteilseigner/Mitglieder verantwortlich für die Kontrolle der Gemein-

schaft und ihrer Projekte und müssen stets für die Unabhängigkeit der Gemeinschaft sorgen.

Außerdem sollen die Mitglieder in der Nähe des Projekts angesiedelt sein. Was „Nähe“ explizit

bedeutet, wird nicht vorgegeben und muss von jedem Mitgliedsstaat selbst festgelegt wer-

den. Die Unabhängigkeit sollte dadurch bestehen, dass kein Mitglied einen verhältnismäßig

großen Einfluss auf die Entscheidungen ausüben kann. Die Definition von „Bürgerenergiege-

sellschaften“ nach deutschem Recht kann als Grundlage dienen für die Definition der RECs.

Insbesondere für die Definition der räumlichen Abgrenzung von Erzeugung und gemeinsamer

Nutzung sind Anpassungen notwendig. Wünschenswert wäre dabei, wenn eine REC ländliche

Regionen mit höherem Erzeugungspotenzial und städtische Verbrauchszentren miteinander

verbinden könnte. Gleichzeitig sollte zur gemeinsamen regionalen Nutzung des Stroms durch

die REC-Mitglieder ein enger räumlicher Zusammenhang aus Erzeugung und Verbrauch vor-

liegen. Bei dieser Anpassung sollten auch Anforderungen, die sich aus der Ermöglichung der

gemeinschaftlichen Nutzung (Bilanzierung, Messung, Abrechenbarkeit Endverbraucher) erge-

ben, berücksichtigt werden.

Eine REC darf nicht vorrangig in Gewinnabsicht tätig sein. Ihr Ziel soll es sein, ökologische,

wirtschaftliche oder sozialgemeinschaftliche Vorteile für das Gebiet/den Ort zu erbringen. Je-

doch dürfen die Mitglieder bzw. Anteilseigner Kapitalrendite beziehen.

Weiterhin haben eine REC und ihre Mitglieder bzw. Anteilseigner auch bestimmte Rechte und

Pflichten. Mitglieder bzw. Anteilseigner einer REC

behalten ihre Rechte und Pflichten als Endkunden4,

3 Zumindest ist sie nicht mit dem Recht ausgestattet, den selbst erzeugten Strom gemeinsam zu nutzen. 4 So sind sie beim Energy Sharing Endkunden der REC, können aber auch wieder einen anderen Stromversorger wählen.

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Impulspapier Energy Sharing 5

dürfen keinen ungerechtfertigten oder diskriminierenden Bedingungen oder Verfahren unter-

worfen sein, durch die sie von einer Beteiligung an einer REC absehen würden5,

dürfen auch z. B. regionale Privatunternehmen, lokale Behörden oder Gemeinden sein6.

Eine REC darf erneuerbare Energie produzieren, verbrauchen, speichern und handeln. Sie darf die

erneuerbare Energie, die durch ihre Anlagen produziert wurde, innerhalb ihrer Gemeinschaft ge-

meinsam nutzen und muss durch den Regulierungsrahmen in dieser Tätigkeit unterstützt und

vorangebracht werden.

Eine Auswahl der Anforderungen an die EU-Mitgliedsstaaten für den zu schaffenden Regulie-

rungsrahmen für RECs ist:

Der jeweilige Verteilnetzbetreiber muss mit den RECs zusammenarbeiten, um die Ener-

gieübertragung innerhalb der RECs zu erleichtern.

Ungerechtfertigte rechtliche und verwaltungstechnische Hindernisse müssen beseitigt

werden. Insbesondere muss ein nichtdiskriminierender Zugang zu allen Energiemärkten

für eine REC sowohl direkt als auch über Aggregatoren möglich sein.

Faire, verhältnismäßige, transparente und kostenorientierte Netzentgelte sowie einschlä-

gige Umlagen, Abgaben und Steuern sind sicherzustellen. Dazu müssen die zuständigen

nationalen Stellen eine transparente Kosten-Nutzen-Analyse der dezentralen Energie-

quellen bereitstellen und zeigen, dass die REC angemessen und ausgewogen an den Sys-

temgesamtkosten beteiligt ist.

Die Beteiligung von Verbrauchern, die in einkommensschwachen oder bedürftigen Haus-

halten leben, soll ermöglicht werden.

Ebenso sollen Mitgliedsstaaten den RECs Instrumente zur Verfügung stellen, die ihnen

den Zugang zu Finanzmitteln und Informationen erleichtern.

Ferner besagt § 22 Abs. 7 EE-RL, dass die Besonderheiten von RECs durch Mitgliedsstaa-

ten bei der Konzipierung von Förderregelungen berücksichtigt werden müssen, damit

diese sich unter gleichen Bedingungen wie andere Marktteilnehmer um die Förderung

bewerben können.

ENERGY SHARING ALS ANGEBOT ZUR STROMVERSORGUNG

Gegenwärtig haben Stromverbraucher zwei Möglichkeiten des Strombezugs. Sie können Strom

aus einer selbst betriebenen Anlage verbrauchen oder ein Energieversorgungsunternehmen

(EVU) übernimmt die Stromversorgung.

5 Aber den Mitgliedern bzw. Anteilseignern muss es auch offen stehen, die Gemeinschaft jederzeit verlassen zu dürfen. Wichtig ist

die allgemeingültige freie Wahl am Energiemarkt. 6 Die REC darf sich dadurch nicht den Charakter einer vorrangigen Gewinnabsicht aneignen.

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Impulspapier Energy Sharing 6

In Zukunft sollen zwei weitere Strombezugsmöglichkeiten auf dezentraler Ebene hinzukommen:

Ein Stromverbraucher hat dann vier Möglichkeiten zum Strombezug: Energy Sharing, Nachbar-

schaftsstromhandel und Eigenversorgung auf dezentraler Ebene und Grundversorgung bzw. ei-

nen Drittanbieter auf zentraler Ebene. Teilweise lassen sich diese Bezugsmöglichkeiten auch

kombinieren. Für den Endverbraucher sollte dabei die Komplexität bei der Wahl des Strombe-

zugs geringgehalten und hoch standardisiert werden7.

Endverbraucher, die über Energy Sharing Strom beziehen, nutzen aus dem lokalen Netz der öf-

fentlichen Versorgung so viel Strom aus den REC-Anlagen wie möglich. Die REC beschafft Rest-

mengen und verkauft den eigenen Überschuss. Einzelne Endverbraucher müssen lediglich REC-

Mitglied werden und angeben, den Lieferanten wechseln zu wollen.

Wie ist eine Kombination des Energy Sharings mit Eigenversorgung möglich? PV-Anlagenbetrei-

ber verbrauchen den Strom aus eigenen Anlagen, für den Reststrombezug kann Energy Sharing

gewählt werden.

Wie ist eine Kombination mit Nachbarschaftsstromhandel möglich? Ähnlich der Eigenversor-

gung reduziert Bezug von Nachbarschaftsstrom den residualen Strombezug. Für den residualen

Strombezug kann Energy Sharing gewählt werden8.

Diese beiden Kombinationen seien an einem Beispiel gezeigt. Frau Haas betreibt eine Photovol-

taikanlage zur Eigenversorgung. Sie hat einen Stromverbrauch von 3.500 kWh, ihre 6 kWp Pho-

tovoltaikanlage erzeugt jährlich 5.500 kWh Strom. Davon verbraucht sie 1.500 kWh selbst, der

Rest wird gegen Zahlung der EEG-Vergütung ins Netz eingespeist. 2.000 kWh bezieht Frau Haas

von ihrem EVU. Mit dem Nachbarschaftsstromhandel könnte sie einen Teil der Überschussein-

7 Grund ist die geringe Wechselwilligkeit: Nur etwa 4,3 % der Haushaltskunden wechselten 2018 den Stromliefervertrag bei einem

Lieferanten, noch weniger wechselten den Lieferanten, bereinigt um Umzüge, gemäß Monitoringbericht (Bundesnetzagentur 2019). 8 Als Nachbarschaftsstrom gelten hier solche Peer-to-Peer-Geschäfte von individuellen oder gemeinsam handelnden Eigenversorgern,

die ihren Überschussstrom nach EE-RL Art. 21 Abs. 2a per Peer-to-Peer-Geschäftsvereinbarung an Endkunden verkaufen.

Vgl. Impulspapier Bürgerstromhandel (2017): Strom, der über einen Nachbarschaftsstromhandel bezogen wird, muss per Fahrplan aus

dem Bilanzkreis der EE-Anlage des Verkäufers in den Bilanzkreis des Stromlieferanten des Käufers gestellt werden. Die EEG-Förderung

für den Überschussstrom entfällt, dafür verringern sich Stromnebenkosten des Käufers.

Grundversorgung& Drittanbieter

Grundversorger & Drittanbieter

2020: Eigenversorgung

StromgroßhandelBilanzkreisübergreifend

Energy Sharing Nachbarschaftsstromhandel202X:

Dezentralität

P2P-TradingAuch bilanzkreisintern

Eigenversorgung

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Impulspapier Energy Sharing 7

speisung an ihren Nachbarn Herrn Moos verkaufen. Um ihren Reststrombedarf zu decken, kön-

nen beide nun in eine REC eintreten und per Energy Sharing den Stromverbrauch decken, der

sich nicht aus Eigenversorgung oder Nachbarschaftsstrombezug ergibt.

Damit gilt entlang der sich vergrößernden Distanz zum Stromerzeuger die folgende Rangord-

nung: Eigenverbrauchter Strom (geringste Belastung mit Stromnebenkosten) reduziert den indi-

viduellen Netzbezug. Nachbarschaftsstrom (zweitgeringste Belastung) reduziert im zweiten

Rang den Netzbezug aus übergelagerten Netzebenen und gemeinsam genutzter Strom einer

REC (drittgeringste Belastung) reduziert im dritten Rang den Netzbezug aus anderen Bilanzie-

rungsgebieten.

Innerhalb einer REC stellt sich die Frage, wie der Stromverbrauch der REC-Mitglieder nach

Menge und Lastprofil der REC-Erzeugung und der REC-Reststrombelieferung zugeordnet wird.

Denn bei der Abrechnung der Kosten, die die REC-Mitglieder für die Bewirtschaftung des ge-

meinsamen Stromverbrauchs tragen müssen, kann eine individuelle Zuordnung von Einspeisung

und Verbrauch sinnvoll sein: Endverbraucher, deren Verbrauchseinrichtungen die Last in Zeiten

hoher EE-Einspeisung verschieben, können so einen Kostenvorteil als Anreiz erhalten. Eine Han-

delsplattform kann der REC helfen, über dezentrale Handelsgeschäfte Verbrauchsanpassungen

anzureizen. Ein solcher Handel hat energiewirtschaftliche Merkmale eines Peer-to-Peer (P2P)-

Geschäfts9, muss aber von anderen, zum Teil geförderten Formen des dezentralen Handels ab-

gegrenzt werden.

III. KONZEPTVORSCHLAG ENERGY SHARING

In diesem Kapitel diskutieren wir einen konkreten Gestaltungsvorschlag für Energy Sharing, der

auf den Vorgaben der EE-Richtlinie aufbaut und die heutigen Rahmenbedingungen in der deut-

schen Energiewirtschaft berücksichtigt.

CHANCEN DES KONZEPTS RISIKEN DES KONZEPTS

Die Akzeptanz für EE-Projekte steigt, da wirt-

schaftliche Vorteile für Anrainer direkt aus

den Stromerzeugungsanlagen folgen, durch

die ihre Region ggf. beeinträchtigt wird.

Bilanzierungsgebiete sind nicht in allen Fäl-

len eine ideale Regionalisierung. Sie können

zu groß und zu klein sein und eine Integra-

tion von zum Teil örtlich nahe gelegenen EE-

Anlagen in eine REC erschweren.

9EE-RL, Artikel 2 (18) definiert: “‘peer-to-peer trading’ of renewable energy means the sale of renewable energy between market

participants by means of a contract with pre-determined conditions governing the automated execution and settlement of the trans-

action, either directly between market participants or indirectly through a certified third-party market participant, such as an aggre-

gator. The right to conduct peer-to-peer trading shall be without prejudice to the rights and obligations of the parties involved as

final customers, producers, suppliers or aggregators.”

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Impulspapier Energy Sharing 8

Die gemeinsame Nutzung des EE-Stroms

kann netzkonform durch Lastspitzenreduzie-

rung und profilgerechte Anreize über die

Netznutzungsentgelte erfolgen.

Eine Anpassung der REC-Verbraucherlast

kann ohne Smart Meter nur partiell der REC

zugeschrieben werden.

Ausschließlich der Strom, der regional er-

zeugt und per Energy Sharing gemeinsam ge-

nutzt wurde, erhält Vorteile wie z.B. Wegfall

oder Reduktion von Umlagen und Entgelten.

Der Gesetzgeber muss bei der Ausgestaltung

der EE-Förderung für eine sachgerechte Höhe

sorgen. Die Festschreibung von wirtschaftli-

chen Vorteilen durch Energy Sharing über ei-

nen langen Zeitraum kann dabei sowohl zu

einer Unter- als auch einer Überförderung

führen.

Bürokratieabbau: Das Erstellen einer Steuer-

erklärung je PV-Anlage und Haushalt entfällt

bei der Integration ins Energy Sharing einer

REC. Für Planung, Bau und Betrieb von REC-

Anlagen reduziert sich der individuelle Auf-

wand.

Der Umsetzungsaufwand für die REC und be-

teiligten VNB ist hoch.

Die Verordnungs- und Gesetzeslogik wird

durch die Einführung des Energy Sharing

nicht geändert.

Diese notwendigen, aufeinander abgestimm-

ten, regulatorischen Eingriffe zum Beispiel in

die StromNEV und in das EEG setzen einen

hohen energiepolitischen Gestaltungswillen

voraus.

Incentivierung von regional wirtschaftlich op-

timierten EE-Projekten (volle Ausnutzung der

Dachflächen, größere Unabhängigkeit von

Besitz- und Nutzerstruktur der Wohnungs-

wirtschaft, Reduzierung Verwaltungsauf-

wand).

Beim allgemeinen Absinken der Stromneben-

kosten verringert sich der Mehrwert von re-

duzierten Strompreisbestandteilen für Energy

Sharing. So kann eine Unterförderung und zu

geringer EE-Zubau die Folge sein.

Urbanisierung und Dynamisierung der Zubau-

geschwindigkeit von EE-Anlagen schreiten

voran.

Smart Meter und Blockchain/P2P sind nicht

notwendige Voraussetzung aber vergrößern

die Attraktivität und Wirtschaftlichkeit von

Energy Sharing und fungieren als „Enabler“.

IMPULSE FÜR EINEN AUSGESTALTUNGSVORSCHLAG

Zunächst beschreiben wir hier kurz eine Zusammenfassung des Gestaltungsvorschlags, darauf

folgt eine detailliertere Darstellung und Begründung für seine einzelnen Bestandteile.

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Impulspapier Energy Sharing 9

Stromverbraucher und EE-Stromerzeuger haben ein Wahlrecht, in eine regionale REC ein- und

auszutreten. Dabei erwerben und kündigen sie Geschäftsanteile an der REC, beispielsweise ei-

ner Genossenschaft. Die Energy Sharing betreibende REC gilt als ein virtueller Stromverbrau-

cher. Dessen Stromverbrauch errechnet sich aus der kumulierten Verbraucherlast, die zum Teil

aus eigener EE-Stromerzeugung und zum Teil über einen Fremdbezug gedeckt wird. Ersterer

Teil wird in der Berechnung der Stromnebenkosten, z.B. in Bezug auf die EEG-Umlage, ähnlich

der heutigen Eigenversorgung begünstigt. Die REC übernimmt als virtueller Lastgangkunde ge-

genüber dem Verteilnetzbetreiber alle energiewirtschaftlichen Verpflichtungen als Letztver-

braucher. Der Verteilnetzbetreiber errechnet unter Verwendung von Messdaten und Standard-

lastprofilen einen virtuellen Lastgang je REC und informiert die REC über vorhersehbare Last-

spitzen und gibt der REC damit die Möglichkeit, die Verbraucherlast daran anzupassen. Kosten

und Erlöse, die bei der Bewirtschaftung des Energy Sharings anfallen, werden mit den REC-Mit-

gliedern bzw. -Anteilseignern abgerechnet. Für die Vertragsbeziehung zwischen der REC und

deren Mitgliedern bzw. Anteilseignern sind keine zusätzlichen Vorgaben notwendig und die

RECs können im Wettbewerb unterschiedliche Anreiz- und Abrechnungsmodelle etablieren10.

Jede REC hat das Recht, selbst Bilanzkreisverantwortlicher zu werden und Fehlmengen an den

Strommärkten einzukaufen bzw. Stromüberschüsse zu verkaufen. Die energiewirtschaftliche Be-

wirtschaftung des Energy Sharings der REC kann als Dienstleistung auch von Energieversor-

gungsunternehmen, z.B. auch von größeren Energiegenossenschaften, erfolgen.

10Dies erfolgt jedoch unter der Maßgabe, dass REC-Mitglieder ihre Rechte und Pflichten als Endkunden beibehalten.

Bilanzierungsgebiet A

Energy Sharing

Nachbarschafts-stromhandel

Nachbarschafts-stromhandel

Bilanzierungsgebiet B

Grundversorgung und Drittanbieter

STROMVERSORGUNG IN 202X:

Eigenversorgung

Windpark in Bilanzierungsgebiet C

Energy Sharing

Eigenversorgung

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Impulspapier Energy Sharing 10

REGIONALITÄT

Für den regionalen Zusammenhang, in dem innerhalb einer REC erneuerbarer Strom als ge-

meinsam genutzter Strom gilt, eignet sich für das vorliegende Konzept das Bilanzierungsgebiet

(BG). Ein BG ist eindeutig einem VNB zuortbar. BGs werden durch die VNBs gebildet und geän-

dert. Mehrere RECs je BG sind möglich. Häufig ist gerade bei kleineren VNBs das gesamte Netz

ein Bilanzierungsgebiet. Bereits heute liegen dem VNB bilanzierte viertelstundenscharfe Mess-

daten für den kumulierten Verbrauch vor. Diese eignen sich zur Bestimmung eines virtuellen

REC-Lastgangs, der je nach Verfügbarkeit sowohl auf Zählerdaten der Standardlastprofil (SLP)-

Zähler, der registrierenden Leistungsmessungs (RLM)-Zähler und auf Messdaten der VNBs beru-

hen kann. Andere denkbare Kriterien wie der Abstand zu einer Anlage, das Postleitzahlengebiet

oder die Umspannebene hätten gegenüber dem BG eine vorteilhaftere Regionalisierung unter

den aktuellen Marktbedingungen jedoch eine erschwerte Bilanzierbarkeit. Die flächendeckende

Einführung von intelligenten Messeinrichtungen vereinfacht die Bilanzierbarkeit hingegen –

und das unabhängig vom gewählten Kriterium.

Das Bilanzierungsgebiet bietet sich als Kriterium aus bestimmten im nächsten Abschnitt be-

schriebenen Vorteilen an, diese lassen sich mit einer vereinfachten viertelstündlichen Bilanzier-

barkeit zusammenfassen. Das Vorgehen hat jedoch auch Nachteile, denn ein Bilanzierungsge-

biet kann von VNB zu VNB unterschiedlich dimensioniert und zugeschnitten sein, es ist daher

sicher nicht in jedem Fall vollständig an den Anforderungen von Energy Sharings ausgerichtet.

Alternativ zu diesem Konzept stehen verschiedene Modelle zur Auswahl: Ein Vorschlag von

Bündnis Bürgerenergie, DGRV, BEE und WWEA ist, denselben Landkreis oder einen Radius von

25 km, gemessen am äußeren Rand der Anlagen, zu nutzen. Zudem kann eine Regelung in An-

lehnung an die Systematik der Regionalnachweise entwickelt werden. Bei diesen wird die Re-

gion aus den Postleitzahlengebieten gebildet, die sich in einem 50-km-Umkreis um das Postleit-

zahlengebiet einer EEG-Anlage befinden. Auch könnten diese Modelle mit dem Bilanzierungsge-

biet verzahnt werden, wenn die VNB diese neu zuschneiden.

BILANZIERUNG

Alle Stromverbräuche und EE-Stromeinspeisungen, Zukäufe von Strom und Verkäufe aus eige-

nen Erzeugungsanlagen werden in einem (Sub-)Bilanzkreis getrennt bilanziert. In diesen wird

ausschließlich Strom aus EE-Anlagen im Besitz der REC direkt eingespeist. Fahrpläne für Han-

delsgeschäfte gleichen Angebot und Nachfrage aus, um Überdeckungen und Unterdeckungen zu

vermeiden. Damit ein Wettbewerb zur größtmöglichen dezentralen Integration erneuerbaren

Stroms funktioniert, wird zusätzlich ein bestimmter11 Anteil der Differenzzeitreihe des BG vom

Verteilnetzbetreiber als Fahrplan in diesen REC-Bilanzkreis eingestellt.

11Er muss proportional zum Anteil des SLP-Verbrauchs der REC am SLP-Gesamtverbrauch im BG sein.

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Impulspapier Energy Sharing 11

Dieses nicht triviale Vorgehen bietet Vorteile und Anreize für netzdienliches Verhalten, bedarf

aber einer Erläuterung: Geringe Stromverbräuche sind in Deutschland auch in absehbarer Zu-

kunft nicht viertelstundenscharf abrechenbar. Wann ein häuslicher Stromverbraucher sein E-

PKW lädt, ist abrechnungstechnisch unbekannt und ein einheitliches Profil aller Haushaltsver-

braucher wird für seine Bilanzierung angenommen. Dadurch verschwinden auch jegliche wirt-

schaftlichen Anreize, das Ladeverhalten zum Beispiel an die Stromerzeugung einer RLM-gemes-

senen Solaranlage in der Nähe anzupassen. Dass die tatsächlichen Stromverbräuche in Summe

vom angenommenen Standardlastprofil abweichen, fällt dem Verteilnetzbetreiber (VNB) bei der

Bilanzierung auf der Ebene des Bilanzierungsgebietes auf. Denn für diese Ebene misst der VNB

die tatsächliche viertelstündlich verbrauchte oder erzeugte Last und vergleicht sie mit dem an-

genommenen Verbrauch aller SLP-Verbraucher. Die Differenz aus der angenommenen und der

tatsächlichen Last aller SLP-Verbraucher wird in Differenzbilanzkreis der VNB bilanziert und

heißt Differenzzeitreihe. Der mögliche Anreiz zu netzdienlichem Verhalten steckt in diesen ku-

mulierten VNB-Bilanzierungsdaten und verpufft derzeit ungenutzt. Diese Situation lässt sich

verbessern: Verändert nun eine REC durch bspw. eine intelligente Lade-App das Ladeverhalten

der E-PKWs, dann ist auch diese Veränderung in der Differenzzeitreihe des VNBs ersichtlich.

Eine genaue Zuordnung ist zwar nur per Smart Meter möglich12. Durch die proportionale Weiter-

gabe der kumulierten Laständerung in den REC-Bilanzkreis erfolgt zumindest der größtmögliche

Anreiz für die REC, das Verbrauchsverhalten anzupassen. Dabei gibt es zwei konkrete Anreize:

Zum einen, den Verbrauch der REC an die eigene Erzeugung, allerdings nur insofern eine regist-

rierende Leistungsmessung (RLM) besteht, anzupassen, um so den Anteil gemeinsam genutzten

Stroms zu erhöhen. Zum anderen, die Jahresspitzenlast des virtuellen REC-Lastgangs zu redu-

zieren, um einen geringeren Leistungspreis bei den Netzentgelten zahlen zu müssen. Bei sehr

vielen Messlokationen außerhalb der REC verschwindet die Wirkmacht der vorgeschlagenen Re-

gelung im Grundrauschen, bei sehr vielen Messlokationen innerhalb von RECs ist hingegen ein

ausgeprägter Anreiz möglich. Eine deutlich geringere Belastung mit Stromnebenkosten (vgl. Ab-

schnitt „Entgelte, Umlagen und Steuern für den REC-Stromverbrauch“) reizt dieses Verhalten an

und entlastet das Verteilnetz. Alle viertelstundenscharf gemessenen Großverbraucher der REC

erhalten wie schon heute unverändert den genauen, fairen Anreiz zu Laständerung. Eine Unter-

scheidung zweier RECs im gleichen BG ist messtechnisch ohne weitgehenden Smart-Meter-

Rollout leider nicht möglich. In den selteneren Bilanzierungsgebieten mit analytischem Stan-

dardlastprofilverfahren erfolgt diese proportionale Zuordnung bereits heute, jedoch auf der

Ebene einzelner Stromverbraucher. Hier müssen VNBs lediglich die bisher separat bilanzierten

Verbraucher kumulieren.

EEG-Anlagen, die nicht vollständig im Besitz der REC sind, erhalten eine Fahrplanlieferung über

den besitzanteilsäquivalenten Anteil an der Stromproduktion. Dieser kommt vom Direktver-

markter und der Marktprämienanspruch reduziert sich um diese Strommenge. Am Beispiel eines

12 So lange kein flächendeckender Roll-Out von Smart Metern erfolgt ist, würde diese Messeinrichtung als technische Eingangsbarri-

ere für das Energy Sharing das Etablieren und das Wachstum einer REC sehr hemmen.

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Impulspapier Energy Sharing 12

Windparks mit fünf Anlagen, von denen eine der REC gehört, erhält die REC 20 % der Strom-

mengen zur gemeinsamen Nutzung, für 80 % der Strommenge erhält der Windpark weiterhin

eine Marktprämie.

ERMITTLUNG DES REC-LASTGANGS

Verbraucherlastgänge ab 100 MWh/a werden in der Regel über das Verfahren der registrieren-

den Leistungsmessung gemessen. Ihre Netzentgelte berechnen sich auf Grundlage der Lastspit-

zen. Für eine REC liegen diese Messdaten nicht vor, es kann allerdings ein virtuelles Lastprofil

errechnet werden. Dies erfolgt durch den VNB. Hierzu werden in einem ersten Schritt alle SLP

und RLM Verbrauchsprofile der REC-Mitglieder bzw. -Anteilseigner addiert. Die Einspeisung der

EE-Anlagen im Besitz der REC werden im zweiten Schritt abgezogen, sie gelten als gemeinsam

genutzter Strom mit gesonderten reduzierten Stromnebenkosten. SLP-gemessene EE-Anlagen

können in diesem Schritt nur dann berücksichtigt werden, wenn sie unter vereinfachten Bedin-

gungen ebenfalls in die sonstige Direktvermarktung gemäß EEG wechseln können. Der VNB ad-

diert als letzten und dritten Schritt eine Lastkorrekturzeitreihe, die proportional zur Differenz-

zeitreihe ist. Die Proportion errechnet er durch Division des Anteils des SLP-Verbrauchs der

REC-Mitglieder oder –Anteilseigner durch den SLP-Verbrauch des gesamten Bilanzierungsge-

biets.

ENTGELTE, UMLAGEN UND STEUERN FÜR DEN REC-STROMVERBRAUCH

Der Stromverbrauch der REC teilt sich auf in einen gemeinsam genutzten Anteil und in einen

Netzbezug. Zudem treten Übereinspeisungen auf. Wesentliches Kriterium für die wirtschaftliche

Attraktivität einer REC wird der Umgang mit den Stromnebenkosten im Vergleich zur EEG-Vergü-

tung und zum isolierten, herkömmlichen Stromverbrauch.

Für die Berechnung der Netzentgelte der REC wird vorgeschlagen, das Lastprofilverfahren anzu-

wenden und für die Berechnung des Leistungspreises nur den residualen REC-Netzbezug anzuset-

zen. Für den Arbeitspreis des Netzentgeltes sollte für den Netzbezug der vollständige Arbeitspreis

angewendet werden. Da der gemeinsam genutzte Anteil ebenfalls durch das Verteilnetz trans-

portiert wird, ist auch hier ein Netzentgelt anzusetzen, das jedoch geringer ausfallen sollte. Dies

reizt eine weitgehende Anpassung des dezentralen Verbrauchs und der dezentralen Erzeugung

an. Faire, verhältnismäßige, transparente und kostenorientierte Netzentgelte sollen gemäß EE-

RL von den zuständigen nationalen Stellen über eine transparente Kosten-Nutzen-Analyse der

dezentralen Energiequellen ermittelt werden. Während heute ein durchschnittlicher Haushalts-

(HH-)Stromverbraucher etwa 6,3 ct/kWh an Netzentgelten trägt, könnten die Netzentgelte in ei-

nem ersten Schritt durch die Reduzierung des Leistungspreises um umgerechnet etwa 2 ct/kWh

sinken. Diese Reduzierung verdient sich die REC für ihre Mitglieder oder Anteilseigner durch eine

Reduzierung der residualen jährlichen Spitzenlast. Weitere ca. 2 ct/kWh können nur für jede ge-

meinsam genutzten kWh Strom eingespart werden. Diese verdient sich die REC durch eine hohe

Ausbeute bei der Nutzung des Stroms aus eigenen Anlagen über das ganze Jahr hinweg.

Die EEG-Umlage fällt für den REC-Netzbezug in voller Höhe (2019: 6,41 ct/kWh) an. Für den ge-

meinsam genutzten Anteil des Stromverbrauchs ist zu diskutieren, ob und in welcher Höhe eine

Zahlung in das EEG-Umlagesystem angemessen ist. Gegenwärtig gibt es für die Eigenversorgung

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Impulspapier Energy Sharing 13

aus Strom aus EEG-Anlagen größer 10 kW einen reduzierten Satz von 40 % (2019: -3,85 ct/kWh),

der bei einer Änderung des EEGs auch für Energy Sharing angewandt werden könnte. Bei einer

Gleichstellung mit der individuellen Eigenversorgung mit Anlagen kleiner 10 kW fiele gar keine

EEG-Umlage (2019: -6,41 ct/kWh) an. Grundlage für die in der EE-RL geforderte transparente Kos-

ten-Nutzen-Analyse der dezentralen Energiequellen sind im Falle der EEG-Umlage die folgenden

Kosten und Nutzen.

Kosten: Eine Reduzierung der EEG-Umlage für den gemeinsam genutzten Strom von REC-

Mitgliedern bzw. -Anteilseignern führt zu einer Verringerung des EEG-umlagepflichtigen

Letztverbrauchs und damit je nach Vergütung der Anlagen, die für Energy Sharing genutzt

werden, zu einer relativen Erhöhung oder Senkung der EEG-Umlage für Nicht-REC-Mit-

glieder.

Nutzen: Eine Verringerung der EEG-Förderung führt zum Absenken der EEG-Differenzkos-

ten und des EEG-Umlagebetrags. Geht man von rational handelnden Marktteilnehmern

aus, so werden vermehrt solche Anlagen für Energy Sharing genutzt, die darin einen hö-

heren finanziellen Anreiz haben als im bisherigen Vermarktungsmodell. Unter dieser An-

nahme würden nur Anlagen mit geringen Differenzkosten für Energy Sharing genutzt und

der EEG-Umlage erhöhende Effekt überwöge. Es gibt jedoch bedeutenden weiteren Nut-

zen. Erstens, die Akzeptanz für EE-Neubauprojekte erhöht sich, ohne dass ein Geldfluss

an Bürger, der nichts mit der Stromlieferung zu tun hat, notwendig wird. Dieses kann also

eingespart werden. Zweitens, die Verteilungsgerechtigkeit nimmt zu: Anrainer von EE-

Anlagen in Regionen mit einem sehr hohen EE-Anteil haben Vorteile gegenüber Regionen,

die mit dem EE-Ausbau zurückfallen. Drittens, der über die Energy-Sharing-Anlagen an-

gereizte Anlagenzubau ist kostengünstiger als eine Vergleichsinvestition in kleinteiligere

Einzelanlagen, die Beschränkungen für Eigenversorgung, Einspeisevergütung, Mieter-

strom, Besitzverhältnisse von Gebäuden im Sammelbesitz oder Schwellenwerten für be-

stimmte Fördertypen unterliegen. Viertens entstehen die Vorteile aus der gemeinsamen

Nutzung innerhalb der REC nur bei zeitgleichem regionalem Verbrauch. Das setzt einen

Anreiz, regional in dem Maße in neue EE-Anlagen zu investieren, in dem neue REC-Mit-

glieder oder –Anteilseigner aufgenommen werden.

Die Stromsteuer in Höhe von 2,05 ct/kWh fällt für den Netzbezug in voller Höhe an. Für den in

der REC gemeinsam genutzten Strom ist die Steuer nach Auffassung der Studienautoren in vielen

Fällen erstattungsfähig. Dies muss allerdings energierechtlich bewertet werden. Da es sich um

eine regionale verstreute Anzahl von Anlagen und Endverbrauchern handelt, ist die Anwendung

des Kriteriums des räumlichen Zusammenhangs als bisherigem Schwellenwert für eine

Stromsteuerbefreiung zu prüfen.

Für weitere Entgelte, Umlagen und Abgaben (KWKG-Umlage, Offshore-Netzumlage, Umlage ab-

schaltbare Lasten, § 19-Umlage und Konzessionsabgabe) sollte gemäß EE-Richtlinie ebenfalls

eine transparente Kosten-Nutzen-Analyse der dezentralen Energiequellen erstellt werden. Im

Weiteren geht das Impulspapier davon aus, dass außer bei Netzentgelten, EEG-Umlage und

Stromsteuer keine Reduzierung oder Befreiung vorliegt.

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Impulspapier Energy Sharing 14

Was obiger Vorschlag für den Anwendungsfall eines Haushaltsstromverbrauchers innerhalb und

außerhalb einer REC bedeutet, zeigt die Vergleichsrechnung in der Tabelle mit zum Teil geschätz-

ten Werten für die Kosten für Energy Sharing. Die Vergleichsdaten für den durchschnittlichen

Haushaltskundenstromverbrauch entstammen dem Monitoringbericht 2019 der Bundesnetzagen-

tur für das Berichtsjahr 2018. Es ergibt sich für den REC-Netzbezug keine Entlastung der Strom-

verbraucher. Es sei denn, über eine REC-Lastverschiebung kann das Netzentgelt (Reduktion der

Leistungsspitze) deutlich gesenkt werden. Der gemeinsam genutzte Strom hat Nebenkosten von

14,6 bis 17 ct/kWh. Aus der Differenz zum Haushaltdurchschnitt von 30,6 ct/kWh müssen die

Stromgestehungskosten (Levelised Cost of Electricity LCOE) erwirtschaftet werden. Summiert

man die bloße Ermäßigung der Stromnebenkosten auf, so ergeben sich 9,8 bis 12,2 ct/kWh an

wirtschaftlichem Vorteil gegenüber dem durchschnittlichen Haushaltstrompreis. Im Gegenzug er-

halten die Anlagen der REC, die für Energy Sharing genutzt werden, keine EEG-Förderung, auch

nicht für REC-Stromüberschüsse.

Ein Risiko bei dem vorgeschlagenen Modell reduzierter Stromnebenkosten für Energy Sharing ist,

dass der wirtschaftliche Vorteil von ca. 9,8 bis 12,2 ct/kWh zeitlich variabel ist. Bei einer allge-

meinen Reduktion der Stromnebenkosten in der Zukunft würde sich dieser Wert reduzieren. Da

genau dieser wirtschaftliche Vorteil jedoch eigentlich den EE-Zubau anreizen soll, ist diese Ab-

hängigkeit von staatlich bestimmten Strompreisbestandteilen ein Hemmnis für Investitionen.

Denn wenn der gemeinsam genutzte REC-Strom nicht mehr kostengünstiger ist als der übliche

Netzbezug, dann können ein gesparte Stromkosten auch nicht mehr zur Deckung von Kapital-

und Betriebskosten aufgewendet werden. Diese Herausforderung lässt sich durch eine Adaption

des Modells beheben, nämlich durch eine fixe staatliche Förderung auf den zeitgleich gemeinsam

genutzten Strom. Dadurch ist die Investitionssicherheit hergestellt. Analog zum Mieterstrom (EEG

§ 78 Abs. 7) müssten die so geförderten Mengen gesondert gekennzeichnet werden. Eine rechtli-

che Prüfung des Verhältnisses dieser Kennzeichnung zum Doppelvermarktungsverbot wäre hier-

bei wünschenswert.

in ct/kWhREC gemeinsam

genutzter EE-StromREC-

NetzbezugØ HH

Kosten Δ zu Ø HH

Strombeschaffung EE-Anlagen +LCOE > 4,45 4,45

Kosten EVU / REC ca. 5 +1,23 ca. 5 3,77

Nettonetzentgelt inkl. Abrechnung ca. 2-4 - 2,34-4,34 ca. 4-6 6,34

Entgelte für Messung inkl. Messstellenbetrieb 0,15 - 0,15 0,15

Konzessionsabgabe 1,52 - 1,52 1,52

Umlage nach EEG 40 % * 6,41 -3,85 6,41 6,41

Umlage nach KWKG, §19 StromNEV, §18 AbLaV, Offshore

1,02 - 1,02 1,02

Stromsteuererstattungs-

fähig-2,05 2,05 2,05

Umsatzsteuer 19 % 19 % 4,89Gesamtpreis (mit Umsatzsteuer) 14,6 bis 17,0 + LCOE ca. 30,6 30,6

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Impulspapier Energy Sharing 15

BEWIRTSCHAFTUNG UND MANAGEMENT VON ENERGY SHARING

In der Regel übernimmt ein drittes EVU die Bewirtschaftung des Energy Sharings einer REC. Die-

ses kann die anfallenden energiewirtschaftlichen Prozesse effizient abbilden. Ähnlich wie in-

dustrielle Großverbraucher kann die REC aber auch selbst ein EVU werden und den eigenen Bi-

lanzkreis bewirtschaften. Eine Alternative oder Ergänzung zu diesem Vorschlag kann die Etab-

lierung einer „Energy-Sharing-Grundversorgung“ durch den VNB oder den Grundversorger sein.

In Bilanzierungsgebieten, in denen die Bewirtschaftung des Energy Sharings einer REC etwa

aufgrund der Verbraucherstruktur oder aufgrund des EE-Potenzials wirtschaftlich wenig attraktiv

erscheint, könnte der VNB oder der Grundversorger verpflichtet werden, EVU-Dienstleistungen

mit zu definierenden Mindeststandards anzubieten.

Folgende Aufgaben und Prozesse sind in der Regel vom EVU zu bewerkstelligen:

(Sub-)Bilanzkreisführung: Alle am Energy Sharing teilnehmenden EE-Anlagen und Ver-

braucher je REC sind getrennt zu bilanzieren. Der VNB erhält die Pflicht, den weiter oben

beschriebenen Fahrplan für die anteilige Differenzzeitreihe in diesen Bilanzkreis einzu-

stellen. Für diese Mengen gelten ansonsten die Marktregeln für die Durchführung der

Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS), in jeder Viertelstunde ist der Bilanzkreis auszu-

gleichen.

Energiedatenmanagement und Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität

(GPKE): Bei Eintritt ins Energy Sharing der REC wird der Prozess des Lieferantenwechsels

angestoßen. Der alte Lieferant erhält eine Kündigung und das Lieferende wird festge-

legt. Beim Lieferbeginn wird das EVU zum neuen Lieferant, die Marktlokation (Einspeise-

oder Ausspeisestelle) wird dem VNB gegenüber als Teil der REC angezeigt (hierfür exis-

tiert noch kein Prozess in der GPKE). Bei Austritt aus dem Energy Sharing erfolgt eben-

falls wieder ein Lieferantenwechsel.

Direktvermarktung von überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energien über die

Strommärkte: Die Vermarktung geschieht als sonstige Direktvermarktung.

Stromkennzeichnung: Das EVU teilt der REC mit, wie viel Strom gemeinsam genutzt und

wie viel Strom aus dem Netz bezogen wurde. Für den Netzbezug erfolgt eine herkömm-

liche Stromkennzeichnung.

Rechnungslegung aller Entgelte, Umlagen und Steuern und Weitergabe an die entspre-

chenden Unternehmen, Ämter und Stellen.

Folgende Aufgaben fallen in der Regel bei der REC an:

Die REC muss Neuanlagen planen, finanzieren und bauen. Je mehr Anlagen die REC zum

Energy Sharing betreibt, desto mehr Mitglieder bzw. Anteilseigner können den erzeug-

ten Strom gemeinsam nutzen.

Abrechnung der REC-Mitglieder bzw. -Anteilseigner, die am Energy Sharing teilhaben,

entsprechend des jeweiligen Stromverbrauchs

Konzeption und Umsetzung von Lastmanagement innerhalb der REC, etwa über Apps

zum Laden von E-PKWs oder Lastspitzenkappung über intelligente Lastmanagement-

systeme.

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Impulspapier Energy Sharing 16

Anlagenbetrieb, Wartung und Instandhaltung sollte für REC-Anlagen zentral gesteuert

und optimiert werden.

Diese Aufgaben sind sehr vielfältig und in ihrer energiewirtschaftlichen Komplexität herausfor-

dernd. EVUs eignen sich aufgrund der Prozessverwandtschaft mit ihren klassischen Aufgaben,

um diese Aufgaben als Dienstleistung anbieten. Das sei in folgendem Exkurs in einem Beispiel

dargestellt.

EXKURS: PRAXISBEISPIEL – ENERGIEGENOSSENSCHAFT STELLT AUF ENERGY

SHARING UM

Dieses Beispiel ist frei erfunden und dient allein der Anschaulichkeit. Die regionale Energiegenos-

senschaft „GruEner Hessen“ (kurz GEH) wurde 2014 mit dem Ziel gegründet, auch Bürgerinnen

und Bürger mit geringem Einkommen in die Genossenschaft einzubinden. Das Hauptgeschäfts-

feld der GEH ist die Stromerzeugung und der -vertrieb. Die Anlagen der GEH sind vorwiegend

Solaranlagen auf den Dächern von öffentlichen Gebäuden (Schulen, Rathäuser etc.). Bisher kön-

nen die Mitglieder den Strom nicht selbst nutzen, die GEH verkauft ihn über einen Direktver-

markter an der Strombörse. Die Genossenschaft erhält dann den Börsenstrompreis – meist 2 bis

6 ct/kWh und die gesetzlich festgelegte Marktprämie. Der erzeugte erneuerbare Strom der Ge-

nossenschaft wird also als Graustrom an den Strommärkten gehandelt.

Das soll sich nun ändern: Die GEH prüft, ob sie alle Anforderung einer REC erfüllt, und stellt das

Vermarktungskonzept auf Energy Sharing um. Der individuelle Stromverbrauch der teilnehmen-

den Genossenschaftsmitglieder wird zum virtuellen REC-Summenstromverbrauch der GEH. Der

gemeinsam erzeugte Strom deckt diesen Verbrauch nun teilweise und jede zeitgleich genutzte

kWh erhöht den wirtschaftlichen Vorteil der REC und ihrer Mitglieder.

Um Energy Sharing zu betreiben, muss sich die GEH beim Netzbetreiber als REC anmelden und

einen Subbilanzkreis zur getrennten Bilanzierung angeben. Vertreten wird die REC dabei durch

das Energieversorgungsunternehmen Greendeal GmbH. Dieses nimmt auch die Kundenwechsel-

prozesse für jedes teilnehmende GEH-Mitglied vor und ist als Lieferant für die REC eingesetzt.

Die EE-Anlagen der REC, die zur gemeinsamen Nutzung vorgesehen sind, werden ebenfalls in

den (Sub-)Bilanzkreis umgemeldet. Einzelne kleinere Anlagen auf den Dächern der Mitglieder,

für die eine Direktvermarktung bisher unwirtschaftlich ist, verharren zunächst im bisherigen

Vermarktungskonzept. Nach einer EEG-Reform mit Deminimis-Regeln für eine vereinfachte Di-

rektvermarktung von kleineren Anlagen lohnt sich auch deren Integration und gemeinsame Nut-

zung. Die REC erhält vom Netzbetreiber als virtueller Summenverbraucher eine Abrechnung und

wird als Lastprofilkunde geführt.

Die GEH-Mitglieder und Interessenten erhalten ein Preisblatt, was die Teilnahme am Energy

Sharing und an der REC kostet.

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Impulspapier Energy Sharing 17

ANFORDERUNGEN AN ENERGY SHARING DURCH DEN GESTALTUNGSVOR-

SCHLAG

Obiger Gestaltungsvorschlag für Energy Sharing führt zu einigen Anforderungen für die Umset-

zung, die im Folgenden zusammengefasst werden.

ERFÜLLUNG DER EE-RL

Die Umsetzung der EE-RL setzt bereits klare Leitplanken für die Etablierung von RECs im deut-

schen Energiemarkt. Eine REC hat eine Gesellschaftsform. Führt die REC Energy Sharing durch, ist

sie sowohl Eigentümer als auch Betreiber der regionalen EE-Anlagen, deren Strom gemeinschaft-

lich genutzt wird. Dabei ist sie kein vorrangig gewinnorientiertes Unternehmen. Durch ihre Aus-

gestaltung, Beteiligungsmöglichkeiten und Kommunikation erreicht sie auch einkommensschwa-

che oder bedürftige Haushalte und ermöglicht deren Teilhabe. VNBs sind zur Unterstützung der

RECs verpflichtet und nur faire, verhältnismäßige, transparente und kostenorientierte Stromne-

benkosten sind für den gemeinsam genutzten Strom der REC festzulegen.

DEFINITION VON SCHWELLENWERTEN

Zur Abgrenzung von RECs zu anderen energiewirtschaftlichen Objekten und zur Vermeidung des

Missbrauchs des wirtschaftlichen Vorteils durch den regional gemeinsam genutzten Strom ist

die Definition von Schwellenwerten ratsam. Einige Vorschläge sind hier aufgezeigt:

Mindestens 51 % der Anteile einer REC sollen natürliche Personen halten. Außerdem ist

zu vermeiden, dass finanzielle Hürden bestimmte Anwohner von Vorhinein aus den RECs

ausschließen. Instrumente für die Beteiligung einkommensschwacher und bedürftiger

Haushalte könnten eine niedrige Mindesteinlage, Ratenzahlungen oder Sacheinlagen

sein.

Es ist zu diskutieren, ob die gemeinsam genutzte Stromerzeugung der REC einen Min-

destanteil am Gesamtverbrauch der Mitglieder bzw. Anteilseigner überschreiten sollte.

Für einen solchen Mindestanteil spricht, dass nur mit dem Zubau von EE-Anlagen die

REC neue Mitglieder bzw. Anteilseigner ins Energy Sharing aufnimmt. Gegen einen sol-

chen Mindestanateil spricht hingegen, dass durch das Kriterium der Zeitgleichheit zur

Gewährung von reduzierten Stromnebenkosten bereits ein selbstregulierendes Element

inhärent im Energy Sharing verankert ist und die Anforderung somit eine unnötige

Hürde darstellen könnte.

Ein solcher Mindestanteil könnte zum Beispiel a) dem Mindestanteil für fluktuierende EE

aus den Greenpeace-Kriterien13 für sauberen Strom entsprechen, b) den Zielen der Bun-

desregierung für den fluktuierenden erneuerbaren Anteil im Stromsektor gemäß EEG

folgen, c) dem tatsächlichen Anteil fluktuierenden erneuerbaren Stroms in Deutschland

13 Vgl. hierzu: Greenpeace (2017): https://www.greenpeace.de/sites/www.greenpeace.de/files/publications/20181017-greenpeace-

stromkriterien-ab-11-2017.pdf

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Impulspapier Energy Sharing 18

entsprechen oder d) so hoch sein, wie der EEG-geförderte Stromanteil am umlagepflich-

tigen Letztverbrauch. Wenn vertrieblich gewünscht, kann der Stromzukauf mit einer

Grünstromeigenschaft ggf. unter Verwendung von Regionalnachweisen erfolgen.

Der kumulierte Stromverbrauch der REC müsste entsprechend der aktuellen Regelung

für die Leistungsmessung herkömmlicher Letztverbraucher 100 MWh überschreiten. Das

sind umgerechnet etwa 30 typische Haushalte.

Die Stromerzeugungsanlagen der REC müssen ausschließlich erneuerbar sein. Eine Grö-

ßenbeschränkung der Anlagen ist zur Integration von Strom aus regionalen Windparks

nicht sinnvoll und nicht notwendig.

In sehr großen Bilanzierungsgebieten kann das Regionalitätskriterium weiter einge-

schränkt werden, so dass der Netzbetreiber diese Abgrenzung bilanzierungstechnisch

darstellen kann. Hier stehen verschiedene Modelle zur Auswahl: Ein Vorschlag des

Bündnis Bürgerenergie, DGRV, BEE und WWEA ist, denselben Landkreis oder einen Ra-

dius von 25 km, gemessen am äußeren Rand der Anlagen, zu nutzen. Zudem kann die

Regelung in Anlehnung an die Systematik der Regionalnachweise entwickelt werden.

Bei diesen wird die Region aus den Postleitzahlengebieten gebildet, die sich in einem

50-km-Umkreis um das Postleitzahlengebiet einer EEG-Anlage befinden.

ANMELDUNG DER REC UND IHRER STROMERZEUGUNG BEIM NETZBETREIBER

Der VNB muss Kenntnis von der Existenz einer REC und aller ihrer Messlokationen haben. Die

Summe der Marktlokationen der REC-Verbrauchstellen und ihrer Erzeugungsanlagen kann so

beim VNB als eine kumulierte virtuelle Marktlokation gelten. Die REC muss beim Netzbetreiber

initial einen eigenen (Sub-)Bilanzkreis anmelden und den Bilanzkreisverantwortlichen bestim-

men. Der Bilanzkreisverantwortliche für den (Sub-)Bilanzkreis (dies kann eine dritte Partei oder

die REC selbst sein) ist für die Marktkommunikation mit dem VNB zuständig.

UMGANG MIT EEG-ANLAGEN IM BESITZ DER REC

Die EEG-Anlagen, deren Strom gemeinsam genutzt werden soll, sind verpflichtend in die EEG-

Vermarktungsform „sonstige Direktvermarktung“ zu melden14. Die Vermarktungsform kann aber

auch wieder gewechselt werden. Ist nur ein Anteil einer EEG-Anlage im Besitz der REC, muss

eine gemischte Vermarktungsform gewählt werden. Dazu müssen die Voraussetzung der Direkt-

vermarktung erneuerbarer Energien vorliegen (explizit Fernsteuerbarkeit, Istwert-Abfrage, RLM-

Zähler). Ein Beispiel: Die EEG-Stromerzeugung eines Windparks, von dessen fünf Anlagen eines

im Besitz der REC ist, kann so zum Beispiel zu 20 % über das Energy Sharing erfolgen und 20 %

der 15-minütlichen Stromerzeugung des Windparks werden als Fahrplan in den REC-Bilanzkreis

gestellt. Die Stromerzeugung von Stromspeichern der REC gelten unter Vorbehalt des Aus-

14 Hier gibt es unabhängig von der Diskussion um Energy Sharing das grundsätzliche Problem, dass eine Vermarktung von Anlagen

< 100 kWp aber auch schon um 100 kW außerhalb der Einspeisevergütung wirtschaftlich kaum darzustellen ist. Die Fixkosten bei der

Herstellung der heutigen Voraussetzungen zur Direktvermarktung verteilen sich nur auf sehr wenige Strommengen.

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Impulspapier Energy Sharing 19

schließlichkeitskriteriums als EE-Anlagen. Das heißt, die Batterie darf nur in Zeiten einer Über-

einspeisung der REC-Anlagen geladen werden. Somit kann der Batteriestrom zur Erhöhung des

gemeinsam genutzten REC-Stromanteils beitragen.

IV. HÜRDEN UND HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN FÜR ENERGY SHARING

In Deutschland existiert kein Energy Sharing, weil es verschiedene Hindernisse gibt, die es nicht

attraktiv machen oder verhindern. Die folgenden regulatorischen Hürden sollten zur Etablierung

von Energy Sharing in RECs abgebaut werden. Handlungsempfehlungen wurden dazu ausgear-

beitet.

1. REGULATORISCHE HÜRDEN UND HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN

a) Hürde: Derzeit gibt es nur im Fall der individuellen Eigenversorgung einen Anreiz, erneuer-

baren Strom profilgenau zu verbrauchen. Dieses System wird der Heterogenität der Akteure

und ihrer nur teilweise gegebenen Möglichkeiten zur Eigenversorgung nicht gerecht.

Handlungsempfehlung: Neben der Eigenversorgung sollte das Recht auf Energy Sharing ein-

geführt werden.

b) Hürde: Bürgerenergiegesellschaften, Mieterstrom, Energiegenossenschaften, Regionalstrom,

Community-Strom, Quartiers- und Nachbarschaftsstrom: Die Liste von regionalen Stromver-

sorgungs- oder Stromerzeugungskonzepten ist lang. Doch keines der Konzepte kann das

Recht aus der EE-RL, den Strom gemeinsam zu nutzen, sinnvoll wahrnehmen. Der Strom wird

als Graustrom vermarktet und dann erst durch Zukauf von HKN ggf. wieder als Grünstrom

vertrieben. Alternativ müsste er unter Verlust jeglicher Fördertatbestände über die sonstige

Direktvermarktung vermarktet werden.

Handlungsempfehlung: Eine Definition von RECs nach den Vorgaben der EE-RL sowie Krite-

rien zur Umsetzung von Energy Sharing sind festzulegen. Konkrete Vorschläge sind im vor-

hergehenden Kapitel näher beschrieben.

c) Hürde: Bei einer Stromlieferung an Letztverbraucher bestehen immer energierechtliche

Pflichten – auch bei bloßer Stromlieferung an einen Nachbarn. Der Pflichtenkatalog ergibt

sich im Wesentlichen aus EnWG, EEG, KWKG, REMIT-Verordnung, Messstellenbetriebsgesetz,

StromStG, EnergieStG, BGB und dem Steuerrecht:

Zahlung der EEG-Umlage und ggf. weiteren Abgaben, Umlagen und Entgelte

Melde- und Anzeigepflichten

Rechnungslegung und –gestaltung

Mitteilungs- und Veröffentlichungspflichten

Vertragsgestaltung

Handlungsempfehlung: Die REC übernimmt stellvertretend für seine Mitglieder die Rolle

„Letztverbraucher“ gegenüber einem EVU mitsamt den sich daraus ergebenden Rechten und

Pflichten. Für die Vertragsbeziehung zwischen Letztverbrauchern und REC sind keine weite-

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Impulspapier Energy Sharing 20

ren Vorgaben erforderlich. Dieses energiewirtschaftliche Konstrukt ist neuartig und eine ju-

ristische Prüfung der notwendigen regulatorischen oder gesetzlichen Eingriffe ist vorzuneh-

men.

d) Hürde: Netzbetreiber bewirtschaften Differenzbilanzkreise, in denen die Information der ku-

mulierten wahren Verbräuche aller SLP-Verbraucher steckt. Diese Information ist für einen

netzdienlichen, dezentralen Verbrauchsanreiz von RECs von Wert, bleibt derzeit jedoch unge-

nutzt. Die netzdienliche Lastanpassung mehrerer Stromverbraucher kann aktuell keinen wirt-

schaftlichen Vorteil erzielen.

Handlungsempfehlung: Netzbetreiber werden verpflichtet, angelehnt an das analytische Last-

profilverfahren, Fahrpläne im Profil der Differenzzeitreihe und in der Proportion des REC-SLP-

Anteils zum gesamten SLP-Anteil zu liefern. Für RECs wird die Berechnung der Netzentgelte

nach dem Lastprofilverfahren ermöglicht. Für den zeitgleich regional verbrauchten EE-Strom

sind reduzierte Arbeitspreise für Netzentgelte festzulegen. Diese sind gemäß den Vorgaben

aus der EE-RL zu ermitteln (vgl. Abschnitt II.1).

e) Hürde: Die Direktvermarktung von Strom aus EEG-Anlagen unterliegt gemäß EEG bestimmten

technischen Bedingungen, die für kleine Anlagen nur schwer zu erfüllen sind. Eine Vermark-

tung des (Überschuss-)Stroms dieser Anlagen ist für eine REC oder deren EVU nicht möglich.

Handlungsempfehlung: Eine Deminimis-Regel für die Direktvermarktung ohne Fernsteuerbar-

keit, Istwert-Abfrage und RLM-Zähler ist einzuführen. Diese muss nicht auf das Energy Sharing

in RECs beschränkt sein.

2. TECHNISCHE HÜRDEN UND POTENZIALE

Grundsätzlich liegen für das vorgestellte Konzept keine Hürden vor, die das Konzept verhindern.

Messtechnisch funktioniert das Energiemanagement einer REC besser, je mehr und genauere

Stromverbrauchsdaten vorliegen. Der Smart-Meter-Rollout kann innerhalb einer REC sowohl die

Verbrauchsoptimierung als auch Mitglieder-Abrechnung deutlich erleichtern. Dabei tritt die

Übermittlung allerhand personenspezifischer Daten auf, die datenschutzkonform erfolgen muss.

Eine Zuordnung von Verbrauchs- und Erzeugungsmengen unter den REC-Mitgliedern und deren

Anlagen kann über die Blockchain-Technologie pseudonym, sicher als auch transparent erfol-

gen.

EVUs, die Dienstleistungen für RECs anbieten wollen, werden dies voraussichtlich über eine di-

gitale Plattform zur Aggregation dezentraler Energiewende-Dienstleistungen (Nachbarschafts-

stromhandel, Energy Sharing, Beteiligung an EE-Anlagen) tun. Solche Plattformen existieren

noch nicht für den Strombezug.

3. FINANZIELLE HÜRDEN UND HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN

Energy Sharing führt nur zu mehr Akzeptanz und EE-Zubau, wenn es für die Mitglieder wirt-

schaftlich attraktiv ist, Teil einer REC zu sein. Wäre Energy Sharing heute regulatorisch möglich,

so wäre es unwirtschaftlich. Unter Verzicht auf die EEG-Förderung oder die individuellen Ei-

genversorgungsprivilegien ist die regionale gemeinschaftliche EE-Stromnutzung ein schlechtes

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Impulspapier Energy Sharing 21

Geschäft. Drei Maßnahmen helfen, Energy Sharing wirtschaftlich zu machen. Bei der Ausgestal-

tung des Rechtsrahmens um Energy Sharing ist jedoch darauf zu achten, keine Überförderung

von EE-Anlagen zu erzielen und sozial unausgewogene Verteilungseffekte bei Nicht-REC-Mit-

gliedern zu vermeiden.

1. Der gemeinsam genutzte Strom der REC erfolgt unter Anwendung reduzierter Stromne-

benkosten. Ein auf 0 bzw. 40 % reduzierter Satz für die EEG-Umlage (Gleichstellung mit

Eigenversorgung), eine Befreiung von der Stromsteuer und ein reduzierter Arbeitspreis

bei den Netzentgelten führen zu einem wirtschaftlichen Vorteil von ca. 9,8 ct/kWh inkl.

Mehrwertsteuer. Für den Netzbezug der REC sollten keine wirtschaftlichen Vorteile ein-

geräumt werden. Durch die Anwendung des Lastprofilverfahrens bei der Netzentgeltbe-

rechnung kann sich die REC einen zusätzlichen möglichen wirtschaftlichen Vorteil über

netzdienliche Stromverbräuche erarbeiten und den wirtschaftlichen Vorteil auf etwa 12

ct/kWh erhöhen.

2. Der Strom der REC-Stromerzeugungsanlagen kann einen vertrieblichen Mehrwert entfal-

ten durch die Kombination der Grünstromeigenschaft und Regionalität. Zur Registrie-

rung einer EEG-Anlage im Herkunftsnachweisregister fallen derzeit 50 EUR je Anlage an.

Dies ist zum Beispiel bei einer typischen 6-kWp-Dachanlage nicht angemessen. Der

Strom aus diesen Anlagen kann so kaum als regionaler Grünstrom vermarktet werden

und es besteht die Gefahr, dass (Überschuss-)Strom aus EE als Graustrom vermarktet

wird. Eine deutlich reduzierte Gebühr zur Registrierung im Herkunftsnachweisregister

(Gebührenverordnung nach § 14 Absatz 2 der Erneuerbare-Energien-Verordnung) oder

eine Pooling-Option, bei der Herkunftsnachweise für einen gesamten sortenreinen Anla-

gen-Pool ausgestellt werden, ist notwendig. Herkunftsnachweise sollten nur für die

Überschussstromvermarktung des nicht gemeinsam genutzten Stromanteils ausgestellt

werden. Den gemeinsam genutzten Strom sollten RECs gegenüber ihren Mitgliedern

bzw. Anteilseignern als solchen kennzeichnen dürfen.

3. Die Beteiligung an einer REC kann eine finanzielle Hürde für finanziell herausgeforderte

Haushalte sein. Die Beteiligung von Verbrauchern, die in einkommensschwachen oder

bedürftigen Haushalten leben, soll gemäß EE-Richtlinie jedoch ermöglicht werden.

Niedrige Mindesteinlagen oder die Möglichkeit einer Ratenzahlung zum Beitritt in eine

REC bieten sich an, um auch einkommensschwache oder bedürftige Haushalt zu beteili-

gen.

4. WEITERE HERAUSFORDERUNGEN

Aus Sicht der Stromverbraucher sollte durch Energy Sharing glaubwürdig regionaler Grünstrom

erzeugt und bezogen werden und ein wirtschaftlicher Vorteil aus dem Bezug erwachsen. Denn

warum sollte jemand Teil einer REC werden, wenn er oder sie vom Grundversorger oder einem

anderen EVU günstiger Strom bekommt? Warum sollte mehr Akzeptanz für ein Windkraftprojekt

in der Umgebung entstehen, wenn aus der gemeinschaftlichen Beteiligung kein wirtschaftlicher

Vorteil für Teilhaber entsteht?

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Impulspapier Energy Sharing 22

Damit das Angebot von Energy Sharing wahrgenommen wird, sollte eine sichtbare Abgrenzbarkeit

zu anderen Ökostromprodukten möglich sein. Bei der Stromkennzeichnung sollte dazu der ge-

meinsam genutzte Strom der REC als solcher ausweisbar sein. Dazu kommt das Hindernis der sehr

geringen Wechselwilligkeit von Stromkunden, wenn es darum geht, eine REC zu vergrößern. Ei-

nen Stromliefervertrag online zu wechseln dauert nur wenige Minuten. Auch die Beteiligung an

einer REC sollte ein standardisierter digitaler Prozess sein. Ein Mehraufwand für Endverbraucher

sollte nicht entstehen.

V. ZUSAMMENFASSUNG

Energy Sharing bedeutet, Strom aus gemeinsamen, regionalen Erneuerbare-Energien (EE)-Anla-

gen auch gemeinsam zu nutzen. Energy Sharing birgt viele Potenziale:

I) Es stiftet Akzeptanz für EE-Anlagen, denn es verknüpft wirtschaftliche Vorteile mit der

regionalen Erneuerbare-Energien-Stromerzeugung und deren gemeinsamer Nutzung.

II) Es trägt zum Zubau von EE-Anlagen bei. Die gemeinsame Nutzung der Anlagen führt dabei

dazu, dass vorhandene Dachflächen komplett genutzt werden, statt dass für die Optimie-

rung der individuellen Eigenversorgung Dachflächen ungenutzt bleiben.

III) Es schafft Anreize, die regionale Stromnachfrage aus zum Beispiel E-PKWs in ihrer zeitli-

chen Struktur netzdienlich an die regionale erneuerbare Stromerzeugung anzupassen.

IV) Es sichert EE-Anlagen nach ausgelaufenem Förderanspruch den Weiterbetrieb ab.

Artikel 22 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EE-RL) der EU sagt das Recht auf Energy Sharing

allen EU-Bürger zu. In Deutschland gibt es unter den Namen Bürgerenergiegesellschaft, Energie-

genossenschaft, Regionalstrom, Community-Strom, Quartiers- und Nachbarschaftsstrom bereits

verschiedene Konzepte der gemeinsamen Stromproduktion oder des geteilten Stromverbrauchs.

Doch keine dieser Formen kann heute sinnvoll das Recht ausüben, diesen Strom gemeinsam zu

nutzen, das ihnen gemäß EE-Richtlinie zusteht. So werden heute auch nicht alle oben genannten

Chancen optimal genutzt und der EE-Zubau bleibt hinter seinem ökologischen und ökonomischen

Potenzial zurück.

Daher beschreibt dieses Papier einen Gestaltungsvorschlag, der zum Ziel hat, die EE-RL in

Deutschland akzeptanzstiftend und energiewirtschaftlich ausgewogen umzusetzen: Stromver-

braucher und EE-Stromerzeuger sollen ein Wahlrecht erhalten, in eine regionale Renewable-

Energy-Community (REC) ein- und auszutreten. Dabei erwerben und kündigen sie Anteile an der

REC. Die REC gilt als ein virtueller Stromverbraucher: Dessen Stromverbrauch errechnet sich aus

der kumulierten Verbraucherlast, die nicht mit Strom aus eigenen EE-Anlagen gedeckt wird. Die

REC übernimmt als virtueller Lastgangkunde gegenüber dem Verteilnetzbetreiber alle energie-

wirtschaftlichen Verpflichtungen als Letztverbraucher. Der Verteilnetzbetreiber errechnet unter

kombinierter Verwendung von Messdaten und Standardlastprofilen einen virtuellen Summenver-

braucher-Lastgang je REC. Kosten und Erlöse, die bei der Bewirtschaftung des Energy Sharings

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Impulspapier Energy Sharing 23

anfallen, werden mit den REC-Mitgliedern bzw. -Anteilseignern abgerechnet. Hierbei herrscht

grundsätzlich Vertragsfreiheit, die REC darf kein vorrangig gewinnorientiertes Unternehmen sein

und Härtefallregelungen für einkommensschwache Haushalte sind anzubieten. In der Regel wird

eine REC durch ein EVU unterstützt, das Bilanzkreisverantwortlicher ist, Fehlmengen an den

Strommärkten zukauft bzw. Stromüberschüsse verkauft und weitere energiewirtschaftliche Pro-

zesse und Aufgaben bei der Bewirtschaftung des Energy Sharings der REC übernimmt. Zentral

wird dabei in der Regel auch eine Plattform für dezentralen Handel sein, an der EVUs Wechsel-

prozesse rund um das Energy Sharing anbieten.

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Impulspapier Energy Sharing 24

VI. SUMMARY

Energy Sharing means that renewable energy communities are entitled to share the produced

electricity of their own plants within the renewable energy communities. Energy Sharing has a

lot of potential:

I) It creates acceptance for renewable energy plants, because it links economic advantages with

regional renewable energy electricity generation and its joint use.

II) It contributes to the expansion of renewable energy plants. The joint use of the plants means

that existing roof areas are used in full instead of roof areas remaining unused to optimise indi-

vidual self-supply.

III) It creates incentives to adapt the timing of regional electricity demand from, for example,

electric cars to regional renewable electricity generation.

IV) It secures the continued operation of renewable energy plants after the entitlement to subsi-

dies has expired.

Article 22 of the EU Renewable Energy Directive (RED) grants the right to Energy Sharing to all

EU citizens. In Germany, there are already various concepts of joint electricity production or

shared electricity consumption under the names of "Bürgerenergiegesellschaften" (citizen en-

ergy companies), "Energiegenossenschaften" (energy cooperatives), "Regionalstrom" (regional

electricity), "Community Strom" (community electricity), "Quartiers- und Nachbarschaftsstrom"

(quarter and neighbourhood electricity). However, none of these forms is really enabled to share

electricity. As a result, not all of the above-mentioned opportunities are being exploited to the

full, and the development of renewable energies is falling short of its ecological and economic

potential.

Therefore, this paper describes a proposal for a design that aims to implement the Renewable

Energy Directive in Germany in an acceptance-improving and balanced manner: Electricity con-

sumers and renewable electricity producers should be given the right to join and leave a re-

gional Renewable Energy Community (REC). In doing so, they acquire and sell shares in a REC.

The REC is considered as one virtual electricity consumer whose electricity consumption is cal-

culated on the basis of the cumulative consumer load that is not covered by electricity from its

own renewable energy plants. As a virtual load profile customer, the REC assumes all energy-

related obligations as a final consumer. The distribution grid operator calculates a virtual total

consumer load profile per REC using a combination of measured data and standard load pro-

files. Costs and revenues incurred in the management of energy sharing are settled with the

REC members. Hardship clauses for low-income households must be offered and the REC’s pri-

mary purpose is not financial. A REC may be supported by an energy supply utility, which is re-

sponsible for the balancing group, buys in shortfalls on the electricity markets or sells excess

electricity and takes over other energy management processes. A platform for decentralised

trading could further enable the management of the REC, where utilities offer switching pro-

cesses related to energy sharing.

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Impulspapier Energy Sharing 25

VII. QUELLENSAMMLUNG

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lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32019L0944&from=EN [08.11.2019]

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lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L2001&from=de [08.11.2019]

Fuchs, Gerhard; Hinderer, Nele (2016): Towards a low carbon future: a phenomenology of local

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KURZPORTRAIT ENERGY BRAINPOOL

Die Energy Brainpool GmbH & Co. KG bietet unabhängige Energiemarkt-Expertise mit Fokus auf Marktde-

sign, Preisentwicklung und Handel in Deutschland und Europa. 2003 gründete Tobias Federico das Unter-

nehmen mit einer der ersten Spotpreisprognosen am Markt. Heute umfasst das Angebot Fundamentalmo-

dellierungen der Strompreise mit der Software Power2Sim ebenso wie vielfältige Analysen, Prognosen

und wissenschaftliche Studien. Energy Brainpool berät in strategischen und operativen Fragestellungen

und bietet seit 2008 Experten-Schulungen und Trainings an. Das Unternehmen verbindet Wissen und

Kompetenz rund um Geschäftsmodelle, Digitalisierung, Handels-, Beschaffungs- und Risikomanagement

mit langjähriger Praxiserfahrung im Bereich der steuerbaren und fluktuierenden Energien.

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März 2020

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